Até meados da década de 90, o setor elétrico era constituído, predominantemente, de empresas estatais que atuavam tanto nas atividades de geração quanto de transmissão e distribuição de energia elétrica. Nesse período, os recursos para construção de usinas, linhas de transmissão e os sistemas de distribuição eram provenientes de financiamentos públicos, o que gerava escassez de investimentos no setor elétrico.

O aumento da demanda por energia decorrente do forte crescimento econômico impôs a necessidade de mudar o modelo até então adotado.

O governo federal iniciou uma reforma no setor. Adotou regras que permitiram a participação da iniciativa privada no segmento de geração de energia elétrica e iniciou o processo de competição na comercialização de energia com a criação da figura do consumidor livre. Em 1993, foi extinta a equalização tarifária e foram criados os contratos de suprimento entre geradores e distribuidores, que abriram o caminho para a desestatização.

A reestruturação e a privatização do setor elétrico tiveram início no primeiro governo do presidente Fernando Henrique Cardoso (1995-1998), por meio da lei das concessões (nº 8.987/95). Essa reestruturação alterou o perfil das empresas de energia elétrica, dividindo-as de acordo com os segmentos de atuação: geração, transmissão e distribuição. Cada um deles tem enquadramento regulatório específico.

Nesse modelo, houve a necessidade de criação de um órgão regulador, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL); um operador para o sistema elétrico nacional, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), e um ambiente para a realização das transações de compra e venda de energia elétrica, o Mercado Atacadista de Energia Elétrica (MAE), atual Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).

No inicio dos anos 2000, como consequência da insuficiência de investimentos, do aumento da demanda e do desequilíbrio dos reservatórios, o setor elétrico sofreu uma grave crise de abastecimento que obrigou o País a adotar programas emergenciais de racionamento nas regiões Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste. Este fato culminou na adoção de alterações regulatórias com o objetivo principal de garantir a continuidade do fornecimento de energia elétrica, o equilíbrio entre oferta e demanda, a modicidade tarifária e a inserção social. A necessidade de mudanças estruturais identificadas com a crise foi sanada por meio da implantação do Novo Modelo Elétrico Brasileiro, introduzido a partir de 2004.

As novas regras redefiniram o papel do governo e das agências reguladoras no setor. Foram criados novos agentes institucionais: a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), responsável pelo planejamento do setor elétrico a longo prazo; o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), com a função de avaliar permanentemente a segurança do suprimento de energia elétrica; e a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), que substituiu o Mercado Atacadista de Energia (MAE).

No novo modelo, geradores, produtores independentes e comercializadores passaram a atuar no ambiente de contratação regulada e livre. O sistema de compra e venda de energia passou a contemplar o mercado livre, para a venda de energia por meio de contratos livremente negociados entre agentes (não distribuidores) e consumidores livres, e o mercado regulado, para a venda de energia por meio de leilões públicos promovidos pela ANEEL ou pela CCEE. A comercialização de energia elétrica pelas concessionárias de distribuição passou a ser restrita ao ambiente de contratação regulada.

Nos anos seguintes, as esperadas transformações do setor elétrico intensificaram-se por conta do novo cenário macroeconômico, da redução do risco Brasil e das políticas de estimulo à economia promovidas pelo governo. Isso tudo favoreceu os resultados das empresas do setor elétrico. Seguiu-se uma onda de fusões e aquisições e acelerou-se o ritmo do processo de desverticalização iniciado com o novo modelo do setor.

Em setembro de 2012, a Presidência da República editou a Medida Provisória nº 579 (MP), dispondo sobre a sistemática de renovação de concessões de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, sobre a redução dos encargos setoriais e sobre a modicidade tarifária. A MP extinguiu o pagamento da Reserva Global de Reversão (RGR) para as Distribuidoras, Transmissoras e Geradoras que tiveram seus contratos de concessão prorrogados. Já a Conta de Consumo de Combustíveis (CCC) passou a ser custeada por recursos do Tesouro Nacional. Também reduziu em 75% a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE). Foram estabelecidos critérios para a prorrogação de concessões por meio dos quais houve a captura dos valores atrelados à amortização e depreciação dos investimentos realizados nos empreendimentos de geração e nas instalações de transmissão, em benefício da modicidade tarifária. Com essa medida, a estimativa do Governo Federal era alcançar redução média de 20% nas tarifas de energia do consumidor final.

A MP nº 579 foi convertida na Lei nº 12.783, em 11 de janeiro de 2013. Essa lei estabeleceu que as concessionárias de geração, transmissão e distribuição licitadas antes de fevereiro de 1995 e que tivessem seus contratos vencendo entre 2013 e 2017 poderiam prorrogar antecipadamente as suas concessões. Do universo de aproximadamente 120.000 MW de capacidade instalada nacional, 20 contratos de concessão têm seu vencimento entre 2015 e 2017, equivalentes a aproximadamente 20% do atual parque gerador do Brasil.

São usinas, linhas de transmissão e distribuidoras cuja concessão ainda não foi objeto de licitação e cujos contratos já foram objeto de renovação anteriormente e, agora, estão a realizar uma segunda prorrogação da concessão ou devolução à União para licitação. Com esta decisão o Governo Federal estimou uma redução da conta de energia de 18% para os consumidores de baixa tensão e de até 32% para os de alta tensão.

O governo obteve a adesão de todas as transmissoras às condições de renovação das concessões com vencimento até 2015. Na geração, no entanto, um número importante de usinas não teve os contratos prorrogados por seus controladores. Nessa lista, estão usinas da Cesp, Cemig e Copel, que representam 40% do total da potência instalada que a MP nº 579 pretendia alcançar. Assim, a potência instalada das concessões renovadas sob as novas condições foi de apenas 15.301,43 MW.

As concessões de geração alcançadas por esta Lei disponibilizaram sua garantia física de energia para o regime de cotas a ser distribuído proporcionalmente ao mercado de cada distribuidora, impactando a contratação de energia. Reflexo das alterações promovidas por essa Lei, em 24 de janeiro de 2013, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) aprovou a Revisão Tarifária Extraordinária – RTE, específica para o ajuste dos custos de energia, custos de transmissão e encargos setoriais, de todas as distribuidoras de energia, a fim de refletir a redução proposta pelo governo. As novas tarifas tiveram vigência a partir desta mesma data.

No entanto, em decorrência da não adesão de todos os geradores ocorreu redução no volume de cotas a serem recebidas pelas distribuidoras, acarretando uma exposição involuntária ao PLD, agravada pelo cancelamento da outorga de concessão, pela ANEEL, de usinas Termoelétricas do 6º e 7º Leilão de Energia Nova.

Adicionalmente, o PLD sofreu forte impacto devido à condição hidrológica desfavorável do país. Em períodos de geração hidráulica excedente no país o Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) distribui ganhos às usinas participantes desse sistema, denominado ganho de energia secundária, e o contrário ocorre em períodos de escassez hidrológica em que o déficit de geração é descontado da garantia física das usinas provocando perdas de receita. Tipicamente em períodos de elevada geração termelétrica há redução da geração e esse déficit de geração foi provocado principalmente pelo baixo nível de armazenamento dos reservatórios do SIN, que está acarretando o despacho de todas as usinas termelétricas disponíveis no sistema. O PLD em níveis elevados ocasiona o despacho, por ordem de mérito, de usinas termelétricas (UTEs). O ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) despacha as UTEs que apresentam custo variável unitário (CVU) menor do que o custo marginal de operação (base para a formação do PLD semanal), sendo o PLD utilizado para definir o preço da energia comercializada no curto prazo. Além disso, tem como objetivo buscar o equilíbrio entre o benefício presente do uso da água e a vantagem futura de seu armazenamento. O cálculo do PLD é baseado nas condições hidrológicas (nível dos reservatórios), demanda de energia, preços dos combustíveis, custo de déficit, entrada em operação comercial de novos projetos e na disponibilidade de equipamentos de geração e transmissão. O despacho térmico acarreta em custo de energia mais alto (em relação ao custo de geração hidráulica).

Em sete de março de 2013, foi publicado o decreto nº 7.945 que autorizou as seguintes alterações: (i) transferência de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) para as concessionárias de distribuição decorrente do despacho de usinas termelétricas acionadas em razão de segurança energética; (ii) mudanças nos critérios do cálculo do PLD e; (iii) o Custo da Segurança Energética passa a ser pago por todos os agentes de mercado, incluindo geradores, comercializadores, distribuidores e clientes livres.

Adicionalmente em dois de abril de 2013, foi publicada a Nota Técnica destinada a regulamentar as decisões da Superintendência de Regulação Econômica da ANEEL quanto ao cálculo dos valores a serem repassados pela Conta de Desenvolvimento Energético – CDE às concessionárias de distribuição. O cálculo proposto prevê o repasse para cobrir os seguintes custos de contabilização na CCEE: (i) a exposição ao risco hidrológico dos contratos de cota de garantia física; (ii) encargo de serviços de sistema corrente relativo ao acionamento de usinas fora da ordem de mérito por decisão do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE; e, (iii) exposição involuntária relativa à não adesão ao regime de cotas por parte de algumas hidrelétricas, em conjunto com a não realização de leilão para recontratação do montante de reposição do ano de 2013.

Complementarmente, por meio do Decreto nº 7.945/2013, a ANEEL passou a homologar nos processos tarifários realizados nos doze meses subsequentes à data de 08 de março de 2013, os montantes anuais de recursos da CDE a serem repassados pela Eletrobrás para cobrir total ou parcialmente o resultado positivo da Conta de Compensação de Variação da Parcela A – CVA. A Resolução Normativa nº 549, de 07 de maio de 2013, que regulamenta o decreto, estabelece que o repasse será devido nos casos em que ao menos um dos critérios abaixo for observado:

I – efeito tarifário médio do processo tarifário da distribuidora for superior a três por cento (3%), na revisão tarifária, e oito por cento (8%), no reajuste tarifário;

II – saldo da CVA de compra de energia e ESS superior a dois por cento (2%) da receita econômica da distribuidora definida no processo tarifário.

Os mecanismos disponíveis ao longo do ano de 2013 foram insuficientes para atender as necessidades das distribuidoras, fazendo com que as concessionárias ficassem expostas, involuntariamente, ao Preço de Liquidação das Diferenças – PLD do mercado de curto prazo.

De modo a evitar um risco de exposição financeira por parte das distribuidoras, em 07 de março de 2014, foi publicado o Decreto nº 8.203 autorizando o repasse de recursos da CDE às distribuidoras, com o intuito de cobrir o sobrecusto com a compra de energia no mercado de curto prazo na competência de janeiro de 2014, decorrente da frustração do leilão A-1, ocorrido em dezembro de 2013.

No dia 13 de março de 2014, o Governo Federal, através do Ministério da Fazenda e do Ministério de Minas e Energia, convocou a imprensa para anunciar um pacote de medidas para subsidiar o sobrecusto de energia das distribuidoras, além de diminuir a exposição destas empresas ao mercado de curto prazo, através da realização de um leilão de energia com início de suprimento previsto para maio deste ano. Entretanto, até o início do fornecimento da energia contratada através do leilão citado, o governo utilizaria a CCEE para captação de recursos junto ao sistema bancário e consequente cobertura das despesas com exposição involuntária e energia de curto prazo das Distribuidoras.

Em 1º de abril de 2014, o Decreto 8.221, encarregou a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE de criar e manter a Conta no Ambiente de Contratação Regulada – CONTA-ACR, destinada a cobrir de fevereiro a dezembro de 2014 os custos que excedam a cobertura tarifária relativa à i) exposição contratual involuntária e ii) ao despacho termoelétrico relativo aos Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado na modalidade por disponibilidade – CCEAR-D.

Sendo assim, a ANEEL homologará o montante mensal de recursos da CDE a ser repassado pela conta ACR, a partir da competência de fevereiro de 2014. A CCEE captará empréstimos de bancos por meio da conta ACR para repassar às distribuidoras esses montantes homologados pela ANEEL. Em contrapartida, ela terá um direito de receber da CDE, a partir de 2015, os valores arrecadados pelas distribuidoras para pagamento do empréstimo. Os valores arrecadados pelas distribuidoras para pagamento da CDE se dará de forma proporcional ao mercado cativo de cada uma, no prazo de dois anos, com atualização pelo IPCA.

O parque gerador brasileiro é predominante hidrelétrico, apesar do considerável aumento da participação das usinas térmicas e energia proveniente de fontes renováveis.

O Brasil tem o terceiro maior potencial hidroelétrico do mundo, com cerca de 248 GW, sendo que o aproveitamento deste potencial é de aproximadamente 43%. Segundo o Plano Decenal de Expansão aprovado em 2017 pelo MME, a capacidade de geração instalada do País deverá aumentar para 212,5 GW até 2026, dos quais 110,5 GW (52%) corresponderão à geração hidrelétrica, 23,3 GW (10,9%) à geração termelétrica, 3,4 GW (1,6%) à geração nuclear, 63 GW (29,7%) à outras fontes renováveis e 12,2 GW (5,7%) à alternativa de indicativa de ponta (pode contemplar termelétricas ciclo aberto, usinas reversíveis, motorização adicional de hidrelétricas, baterias ou gerenciamento da demanda). (Fonte: EPE – Plano decenal 2017-2026).

O consumo de energia elétrica no Brasil totalizou 463,948 GWh no ano 2017, sendo que do total desse consumo, 58,1% foi consumido pela Região Sudeste/Centro-Oeste. O consumo da Classe Industrial totalizou 165,883 GWh, que corresponde a 35,8% do total da energia elétrica consumida, aumento de 1,3% em relação ao ano anterior. O consumo da Classe Residencial totalizou 133.904 GWh, 28,9% do total, e consumo per capita 157 kWh/mês.

Fonte: Resenha Mensal do Mercado de Energia EPE (Publicada em Janeiro/2018)

As características físicas do Brasil, em especial a grande extensão territorial e a abundância de recursos hídricos, foram determinantes para a implantação de um parque gerador de energia elétrica de base predominantemente hidráulica.

As centrais de produção de eletricidade são objeto de concessão, autorização ou registro, segundo o enquadramento realizado em função do tipo de central, da capacidade a ser instalada e do destino da energia. Segundo o destino da energia, as centrais de produção podem ser classificadas como:

• Produtores cuja outorga de concessão especifica que a energia produzida destina-se ao serviço público de eletricidade;
• Produtores independentes (assumem o risco da comercialização de eletricidade com distribuidoras ou diretamente com consumidores livres); e
• Autoprodutores (produção de energia para consumo próprio, podendo o excedente ser comercializado mediante uma autorização).

As geradoras podem vender sua energia para as distribuidoras por meio de leilões públicos conduzidos pela ANEEL e operacionalizados pela CCEE. No ACL, as geradoras podem vender sua energia a preços livremente negociados as comercializadoras, distribuidoras com mercado inferior a 500 GWh/ano e Consumidores Livres.

 Mecanismo de Realocação de Energia – MRE

O MRE é desenvolvido por um processo que examina, primeiramente, a capacidade das usinas dentro da mesma região a fim de satisfazer os níveis de energia assegurada e, a seguir, o compartilhamento da geração excedente entre as diferentes regiões.

Energia Otimizada

As geradoras, membros do MRE, que produzirem energia além de seus níveis de energia assegurada são compensados por custos variáveis de Operação e Manutenção – O&M e custos com o pagamento de royalties pelo uso da água. As geradoras do MRE que não tiverem gerado seus níveis de energia assegurada devem pagar custos de Operação e Manutenção – O&M e custos com os royalties pelo uso da água às geradoras que produziram acima de seus respectivos níveis de energia assegurada durante o mesmo período.

Energia Secundária

O montante total de energia do MRE restante após a alocação para cobertura da insuficiência das geradoras que deixaram de produzir sua respectiva energia assegurada é denominado “energia secundária”. A energia secundária é alocada de acordo com os níveis de energia assegurada de todos os membros do MRE.

Generation Scaling Factor ( GSF)

Em períodos de geração hidráulica excedente no país o Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) distribui ganhos às usinas participantes desse sistema, denominado ganho de energia secundária, e o contrário ocorre em períodos de escassez hidrológica em que o déficit de geração é descontado da garantia física das usinas provocando perdas de receita.

O GSF – Generation Scalling Factor – é um fator que relaciona a Geração Hídrica e a Garantia Física Hídrica dos participantes do MRE. Quando a geração do sistema for inferior à garantia física, esse fator reduz a energia disponível para a venda do gerador. Se a garantia física reduzida do GSF for menor que a necessária para a cobertura dos contratos de venda, haverá compra compulsória no mercado de curto prazo da CCEE valorada ao PLD.

Dado as consequências adversas do GSF, em maio de 2015, a ANEEL iniciou a Audiência Pública 032/2015, que resultou na Resolução Normativa 684/2015, que estabelece as condições para repactuação do risco hidrológico pelos geradores hidroelétricos que integram o Mecanismo de Realocação de Energia – MRE, mediante o pagamento de um Prêmio de Risco, com efeitos retroativos a partir de janeiro de 2015.

O mecanismo é aplicável desde janeiro de 2015, de modo que as despesas incorridas pelo gerador acima do valor repactuado não sejam ressarcidas, mas compensadas.

Para o Ambiente de Contratação Regulado – ACR, haverá o repasse das perdas com o GSF integralmente à Conta de Bandeira Tarifária, mediante pagamento de um Prêmio de Risco. A parcela de perda com GSF de 2015 será recompensada aos geradores por meio da isenção do pagamento do prêmio de risco a partir de janeiro de 2016 até a completa compensação das perdas de 2015. O Prêmio de Risco varia de R$ 0,75 a R$ 12,75, a depender do percentual de risco que o gerador pretende repactuar: de 89% a 100%.

Para o Ambiente de Contratação Livre – ACL, o Prêmio de Risco varia de R$ 10,50 a R$ 23,10, a depender da quantidade da Energia de Reserva adquirida do sistema. O ressarcimento das perdas com o GSF de 2015 é realizada exclusivamente mediante extensão do contrato de Concessão do agente de geração que aderir ao acordo no ACL. A repactuação no ACL não isenta o gerador do custo do GSF.

Após análises, A EDP Energias do Brasil decidiu aderir à proposta de repactuação do risco hidrológico ao ACR e pela não adesão no ACL. Com a adesão e de acordo com as novas regras de repactuação, as empresas que optaram pela adesão formalizaram a desistência da correspondente ação judicial ingressada através da Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia Elétrica – APINE, que as protegiam desde maio de 2015 contra os efeitos do GSF. Não houve, diante disso, desembolso de caixa dos valores devidos pelas regras de mercado, para aqueles que obtiveram medidas liminares até dezembro de 2015.

Para consultar as Usinas aprovadas, acesse nossos Comunicados ao Mercado:

• 2015 – Comunicado ao Mercado
• 2016 – Comunicado ao Mercado

Até meados da década de 1990, o setor de distribuição de energia elétrica no Brasil era explorado em sua quase totalidade por empresas estatais. Nos dias de hoje, após diversos processos licitatórios, é bastante fragmentado, operando com 56 distribuidoras em todo território nacional (sendo 70% empresas privadas e 30% estatais).

Atualmente, as distribuidoras só podem oferecer serviços a seus clientes cativos dentro das respectivas áreas de concessão, sob condições e tarifas reguladas pela ANEEL. Dessa forma, se a distribuidora decidir por praticar algum desconto no valor da tarifa regulada, deve ser levado em consideração o princípio da isonomia.

Em 2017, o segmento de distribuição de energia elétrica no Brasil demandou 463.948 GWh, dos quais 29% foram para clientes residenciais, 36% para clientes industriais, 19% para clientes comerciais e 16% para outros tipos de clientes. O número total de clientes residenciais, em 31 de dezembro de 2017, era de aproximadamente 71 milhões.

Fonte: Empresa de Pesquisa Energética – EPE. Resenha Mensal do Mercado de Energia Elétrica – Janeiro/2018.

Tarifas de Distribuição de Energia Elétrica

O mecanismo de controle tarifário foi, historicamente, uma forma de incentivar a substituição de outras fontes de energia pela hidrelétrica. No entanto, as altas taxas de juros e o uso das tarifas como instrumento de controle inflacionário, iniciado na década de 80, reduziram o incentivo a investir em geração, aumentando a possibilidade de um racionamento.

Após a criação da ANEEL, em 1997, a agência passou a regular as tarifas praticadas pelas distribuidoras, tendo por base o contrato de concessão que estabelece, dentre outros, as tarifas a serem praticadas e os respectivos critérios de reajuste/revisão. Nesse ambiente regulatório, a tarifa é diferenciada de acordo com o tipo de consumidor (classe de consumo) e a tensão do fornecimento (grupo/subgrupo).

A estrutura da tarifa de distribuição é composta por custos de compra de energia, distribuição, transmissão, tributos, encargos setoriais e sociais. Destaca-se que a distribuidora é o agente que arrecada e repassa estes custos para todos os setores.

Reajustes e Revisões Tarifárias

As tarifas de energia elétrica (uso da rede e fornecimento) são reajustadas anualmente pela ANEEL (reajuste periódico anual), revistas periodicamente (revisão tarifária periódica) a cada 3, 4 ou 5  anos, dependendo do contrato de concessão. Os valores podem ser revistos em caráter extraordinário (revisão tarifária extraordinária).

A ANEEL divide a receita das distribuidoras em duas parcelas correspondentes aos seguintes custos: (i) custos não gerenciáveis pela distribuidora, chamados custos da Parcela A; e (ii) custos gerenciáveis pela distribuidora, ou custos da Parcela B.

Os custos da Parcela A incluem os seguintes itens:

• custos de aquisição de energia elétrica obtidos dos leilões públicos promovidos pela ANEEL;
• custos de aquisição de energia elétrica de Itaipu Binacional;
• custos de aquisição de energia elétrica em Contratos Bilaterais;
• custos referentes aos encargos de conexão e uso dos sistemas de transmissão e distribuição e encargos setoriais.

A Parcela B compreende os custos sob o controle das concessionárias, tais como os custos de capital e os custos de operação e manutenção. Os  custos operacionais são os mais relevantes. A cada reajuste, a Parcela B é obtida como resultado da subtração da Parcela A da receita total auferida no período de referência, que é definido como o período transcorrido entre o último reajuste e o que está em processamento, ou seja, a Parcela B é obtida residualmente.

Bandeiras Tarifárias

A partir de 1º de janeiro de 2015, entrou em vigor o Sistema de Bandeiras Tarifárias. Este mecanismo sinaliza aos consumidores os custos reais da geração de energia elétrica, sendo dividido em 3 bandeiras: verde, amarela e vermelha. A bandeira verde indica que o custo para geração de energia está mais baixo, não sendo aplicada nenhuma modificação nas tarifas de energia. Já as bandeiras amarela e vermelha representam o aumento de custo da geração de energia, sendo aplicado um adicional ao valor da tarifa de energia. A definição de qual bandeira deverá ser faturada pelos consumidores é definida pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS. A ANEEL homologa mensalmente os valores a repassar de cada distribuidora e os eventuais custos não cobertos pela receita serão considerados no processo tarifário subsequente.

Em 4 de fevereiro de 2015, foi criada a Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias – CCRBT, por meio do Decreto nº 8.401. Os agentes de distribuição devem destinar os recursos provenientes da aplicação das bandeiras tarifárias para essa Conta, gerida pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE. Os recursos são distribuídos nas classes de consumo, e deduzidos integralmente como uma dedução de encargo. Posteriormente, a ANEEL homologa mensalmente os valores a repassar de cada distribuidora para a cobertura de custos não previstos nas tarifas decorrentes dos sobrecustos referentes a Segurança Energética do Encargo de Serviço do Sistema – ESS, despacho térmico, risco hidrológico, cotas de Itaipu, exposição ao mercado de curto prazo e excedente da Conta de Energia de Reserva – CONER. Esses valores são redutores da energia comprada para revenda.

Em 2016, os valores das bandeiras amarela e vermelha sofreram alterações: a bandeira vermelha passou a ter dois patamares, cujos adicionais são de R$ 3,00 e de R$ 4,50, aplicados a cada 100 kWh (quilowatt-hora) consumidos, e a bandeira amarela passou de R$ 2,50 a R$ 1,50, aplicados a cada 100 kWh.

Em 2017, os valores das bandeiras amarela e vermelha sofreram alterações: a bandeira vermelha passou a ter dois patamares, cujos adicionais são de R$3,00 e de R$ 5,00, aplicados a cada 100 kWh consumidos, e a bandeira amarela passou a representar custos adicionais de R$ 1,00, aplicados a cada 100 kWh.

Os agentes comercializadores atuam basicamente de três maneiras: (i) trader – compra e vende energia elétrica em nome próprio, em mercados livres e organizados, assumindo os riscos do mercado; (ii) broker – intermedeia as negociações e os contatos entre o vendedor e o comprador, utilizando seus conhecimentos do mercado para gerar novos negócios; e (iii) Consultor – realiza estudos de prospecção e viabilidade, assim como presta serviços no ambiente livre na CCEE.

O sistema de transmissão brasileiro, com tensão nominal acima de 230 kV, é denominado Rede Básica de Transmissão. O papel da Rede Básica é garantir a integração entre fontes remotas de energia aos centros de carga, representados pelas subestações terminais para atendimento as distribuidoras ou atendimento direto a grandes clientes.

Além disso, a Rede Básica é fundamental para a operação energética do sistema, posto que estabelece a integração elétrica entre diferentes bacias hidrográficas ou entre regiões do País. Permite, desse modo, constantes intercâmbios energéticos que objetivam otimizar os custos de operação do parque gerador (operação em complementação térmica), através do deslocamento de geração térmica de alto custo por geração hidráulica. O Brasil possui aproximadamente 125,8 mil km de Rede Básica de transmissão ligado ao SIN (Sistema Interligado Nacional) – (Fonte: EPE – Plano decenal 2015-2024).